Producción de petróleo optimizada con dispositivos autónomos de control de entrada en alta mar de Malasia

Las terminaciones de pozos avanzados han demostrado ser un método efectivo para moderar la irrupción de gas mientras se produce un delgado borde de petróleo cuando se colocan en un yacimiento heterogéneo de carbonato. Además, varios estudios han demostrado que la aplicación de dispositivos autónomos de control de flujo (AICD) actúa como un tipo de póliza de seguro contra las incertidumbres geológicas y dinámicas del yacimiento para reducir el riesgo y la variación en los perfiles esperados de producción de petróleo.

Durante 2019 y 2020, Sarawak Shell Berhad llevó a cabo campañas de desarrollo en la provincia central de Luconia en un depósito de carbonato de borde petrolífero delgado en la costa de Sarawak, Malasia. Se esperaba que los pozos de desarrollo horizontales de aproximadamente 6000 pies se intersectaran con diferentes capas geológicas con diferentes propiedades de roca, lo que daría como resultado una afluencia desigual del yacimiento hacia el pozo. Se esperaba que la producción de petróleo de estos pozos sufriera severamente por la irrupción temprana de gas y agua.

Para producir el borde petrolero sin el riesgo de una producción temprana de gas, el especialista en optimización de producción global, Tendeka, incorporó AICD FloSure en el diseño de terminación inferior en la interfaz del yacimiento a lo largo de la sección horizontal de los pozos. Como dispositivo de control de flujo activo, la tecnología ofrece una restricción de flujo variable en respuesta a las propiedades del fluido que ingresa al pozo y la tasa de flujo que lo atraviesa para ayudar a administrar los riesgos de formación de conos/cúspides de gas. Luego, el fluido se eleva a la superficie con un sistema de levantamiento artificial por gas natural in situ integrado en la terminación superior. Se planificó un desarrollo de tres fases para el campo y, hasta la fecha, se han completado dos fases.

La primera terminación AICD se instaló en Noruega en 2008 y se implementó ampliamente en el campo Troll en 2013 con resultados muy alentadores (SPE 159634). Sin embargo, su uso es relativamente nuevo tanto para la región de Asia Pacífico como para este tipo de aplicación.

Similar a un ICD estándar que equilibra la entrada de fluidos del yacimiento, FloSure AICD retrasará la producción de efluentes no deseados antes de que se produzcan (solución proactiva). Sin embargo, una vez que ocurre un avance, el dispositivo restringe la producción de efluentes no deseados con menor viscosidad, como gas (en aplicaciones de aceite ligero) y tanto gas como agua en la producción de aceite viscoso (solución reactiva) (OTC 30403, OTC 30363, SPE 193718 ).

El dispositivo ofrece una restricción de flujo variable en respuesta a las propiedades del fluido y la tasa de flujo que pasa a través de él. El flujo ingresa al dispositivo a través de la boquilla en la placa superior del cuerpo. Esta impacta el disco y se propaga radialmente a través del espacio entre el disco y la placa superior, luego gira alrededor de la placa superior y se descarga a través de varios puertos de salida en el cuerpo (Fig. 1).

La geometría general del dispositivo es fundamental para su capacidad de equilibrar estas fuerzas de manera efectiva y crear la caída de presión deseada en función del fluido.

El campo A empleó válvulas AICD de 7,5 mm para hacer coincidir el rendimiento de los dispositivos con la tasa de flujo potencial del pozo. Las viscosidades del petróleo, el agua y el gas son 0,40 cP, 0,27 cP y 0,018 cP, respectivamente, en condiciones de flujo de fondo de pozo.

Los dispositivos se implementan como parte de la terminación inferior o se adaptan a un pozo existente donde la válvula se monta en la tubería base o la sección de malla. La terminación inferior está segmentada en múltiples compartimentos o zonas con uno o más dispositivos dentro de cada zona. El número de compartimentos utilizados en un pozo depende de la heterogeneidad de la roca del yacimiento, la compartimentación natural del yacimiento, el mecanismo de penetración de efluentes no deseados y la condición del pozo.

La junta de pantalla de arena seleccionada para el Campo A incorpora una malla premium de 150 micras, como se muestra en la Fig. 2. La trayectoria del flujo desde el depósito está marcada con flechas.

Para tener éxito, se deben comprender algunos principios fundamentales de las aplicaciones AICD (SPE 173841).

En el caso de aplicaciones de aceite/agua, la diferencia se basa principalmente en la viscosidad de los fluidos. Para aplicaciones de petróleo/gas, la diferencia se basa tanto en la viscosidad como en la densidad.

Para garantizar una recuperación de petróleo optimizada en el Campo A y para mitigar la amenaza dominante de la penetración temprana de gas, el operador realizó una evaluación exhaustiva de la aplicación de terminación AICD. El modelo de rendimiento se implementó por primera vez en el software de simulación dinámica interno del operador. La Fig. 3 muestra la curva de rendimiento del AICD monofásico con las condiciones del Campo A.

Las terminaciones inferiores en los pozos del Campo A se completaron con pozos de 5½ pulgadas. Revestimiento AICD y empacadores hinchables para satisfacer el aislamiento zonal y el control de flujo de entrada. Las simulaciones de flujo de pozos realizadas en la simulación OLGA mostraron resultados prometedores. Esto sugiere que los 6000 pies completos de la sección horizontal pueden descargarse completamente a la sección de punta y contribuir a la producción del pozo. Se empleó un proceso de diseño de ingeniería inicial para optimizar el diseño de terminación del AICD. Esto tenía que ser lo suficientemente robusto para restringir la producción de gas y reducir el GOR, lo que permitía la producción de petróleo durante el período de flujo inicial antes de la conificación de gas.

El Campo A se desarrolló en dos etapas: Fase 1 y Fase 2 durante un período de 2 años. Se completó un análisis de retrospectiva de uno de los pozos de la Fase 1 para comparar el rendimiento de producción pronosticado antes de la perforación con el modelo posterior a la perforación (ajustado con los datos de producción inicial) y comparado con la predicción del rendimiento de producción de una pantalla independiente a medida que el gas avanza progresivamente. rompe a través.

La Fig. 4 muestra la permeabilidad del yacimiento a lo largo del pozo con base en registros LWD, mientras que la Fig. 5 muestra los perfiles de saturación de fluidos para la irrupción progresiva de gas a lo largo del pozo.

Este análisis demuestra la capacidad de la terminación AICD para administrar el GOR del pozo mientras mantiene la producción de petróleo y proporciona una base para el inventario de equipos de terminación requerido para cada fase de desarrollo.

Antes de perforar la sección del yacimiento, se construyó un modelo de flujo de pozo basado en el pronóstico de construcción del pozo (plan direccional). La mejor estimación de las propiedades del yacimiento se basó en el modelo geológico. A medida que avanzaba la perforación de la sección del yacimiento, el modelo de flujo del pozo se actualizaba periódicamente con datos petrofísicos de LWD y levantamiento direccional, de modo que una cantidad significativa de la terminación del AICD se mejoró para anticipar problemas potenciales como yacimientos improductivos, lavados y zonas de pérdida de circulación. antes de alcanzar la profundidad total (TD).

Una vez en la TD, se utilizó el modelo de flujo del pozo para optimizar aún más el diseño de terminación del AICD a fin de compensar futuros escenarios de penetración de gas y predecir la productividad del pozo. Esto se llevó a cabo mientras se limpiaba y acondicionaba el pozo como preparación para ejecutar la terminación.

La eficiencia del equipo de perforación fue asistida por el modelado previo realizado con datos en tiempo real mientras se perforaba hasta la profundidad total. Esto permitió completar el conteo cuando el conjunto de fondo de pozo de perforación volvió a la superficie.

Se llevaron a cabo viajes de limpieza y verificación para asegurar buenas condiciones del pozo antes de correr en el pozo con el revestimiento AICD. Se usaron configuraciones de tubería de perforación pesada y tubería de perforación normal con una herramienta giratoria para permitir que la sarta girara en la superficie. Esto proporcionó más peso de asentamiento para facilitar el recorrido en el hoyo. Las válvulas AICD tenían protectores como barreras contra desechos que causaron que el diámetro exterior fuera un poco más grande que las 5,5 pulgadas. diámetro de la tubería. En el modelo de 8,5 pulg. pozo, no hubo desafíos para implementar a TD con empacadores de expansión y centralizadores en cada unión de tubería.

Se monitorearon los factores de fricción mientras se realizaba un modelado de torsión y arrastre durante la perforación para predecir una hoja de ruta para el transporte de la terminación. Como resultado de estas acciones, las uniones de tubería AICD se transportaron con éxito al TD objetivo.

Como era de esperar de los productores de la capa delgada de petróleo, el avance del gas se produjo unos meses después de la producción. A medida que el Pozo A2 gradualmente comenzó a observar la irrupción de gas y el GOR aumentó, el abatimiento finalmente se acercó al límite de abatimiento. Las caídas de presión a lo largo de la terminación AICD en este pozo se calcularon con base en un modelo de pozo estático en alrededor de 700 psi frente a una caída de presión recomendada de 600 psi. Se espera la degradación de las válvulas AICD debido a la erosión a una caída de presión de más de 600 psi.

Como la producción del Campo A está restringida por el gas, para cumplir con la estrategia de gestión del yacimiento y conservar la energía del yacimiento, se prefirió la producción de un pozo con un GOR más bajo para maximizar la producción de petróleo en el campo. Sin embargo, a pesar de ser el pozo con el GOR más bajo, la producción del Pozo A2 tuvo que estar restringida dentro del descenso y la presión diferencial AICD limitada, lo que resultó en una oportunidad perdida de aumentar la producción de petróleo en el campo.

En el Pozo A1, la producción de gas comenzó a aumentar abruptamente dentro de los 2 meses posteriores a la producción. A medida que aumentaba la tasa de gas, la productividad del pozo se redujo significativamente de un índice de productividad inicial de 50 a 100 bbl por día/psi a menos de 20 bbl por día/psi en los meses siguientes. Esto probablemente se deba a la contribución de caída de presión adicional a través de las válvulas AICD a medida que se mueven para restringir la entrada de gas. Sin embargo, se llevaron a cabo frecuentes pruebas de pozos cada 2 a 4 semanas para cada uno de los pozos, y la comparación histórica del modelo dinámico sugirió que las tasas de producción eran en gran medida las esperadas.

Cabe señalar que el cálculo del índice de productividad tradicional como se describe anteriormente puede no ser un buen indicador del rendimiento del pozo una vez que se complete con dispositivos de control de flujo como los AICD.

Para comprender la contribución del flujo en la terminación inferior y para calibrar los modelos dinámicos del yacimiento y del pozo, se planeó el registro de producción de fondo de pozo en varios pozos del Campo A. A pesar de los desafíos operativos, el registro se llevó a cabo con éxito en el Pozo A1.

Los resultados del registro de producción se compararon con las simulaciones del pozo y del modelo dinámico. Como se ve en la Fig. 6, se demostró que el AICD funcionaba. Un AICD fallido habría dado como resultado una tasa de flujo mucho más alta, que no se vio en el resultado del registro.

El resultado interpretado por PLT está en línea con el modelo dinámico de la contribución total de hidrocarburos y agua a lo largo del pozo. La alta GOR observada en el pozo probablemente se deba al comportamiento del yacimiento en lugar de la falla del AICD para detener el compartimiento con alto contenido de gas, como se muestra en la Fig. 7.

Esto brinda confianza en la capacidad del modelo dinámico para comprender el futuro comportamiento de conificación de los pozos dentro del mismo pináculo. El PLT también confirmó que casi todos los 6000 pies de la sección horizontal completada estaban contribuyendo al flujo, según los modelos.

A pesar de algunos desafíos y limitaciones operacionales durante la fase de instalación y operación, las terminaciones de AICD han demostrado ser un método eficaz para moderar la penetración de gas mientras se produce una aplicación de borde de aceite delgado ubicada en un yacimiento heterogéneo de carbonato.

Se estima que el ahorro de costos de las terminaciones AICD en seis pozos supera los $ 20 millones en gastos de capital y operativos en comparación con una terminación de puerta lateral deslizante (SSD) más convencional para administrar la penetración de gas. Además, la terminación AICD evita los riesgos asociados con las intervenciones para identificar la ubicación y el paso de gas de cierre en la terminación SSD.

El proyecto ganó el premio Petronas 2019 COMSTEC Completions Award por la aplicación de la tecnología AICD.

Las reservas máximas finales que recuperará el Campo A se evaluarán en los próximos años.

Se llevó a cabo una revisión posterior a la instalación del rendimiento de producción de los pozos de la Fase 1 y la Fase 2, que incluyó la ejecución de un PLT en un pozo. Esto no solo demostró la capacidad de modelar con precisión el desempeño de estos pozos, sino también que las terminaciones AICD son efectivas para garantizar la contribución de la producción de todos los intervalos de calidad del yacimiento en el horizontal largo y para restringir la producción de gas libre de los intervalos que experimentan gas. -tapa de avance.

Al igual que con cualquier aplicación de finalización avanzada, el éxito del proyecto y el valor logrado se mejoran con una preparación exhaustiva. Esto incluye un extenso modelado de rendimiento de yacimientos y pozos para el diseño de terminación, planificación de operaciones, pruebas de integración del sitio, verificaciones de compatibilidad con el químico bombeado y anticipación de problemas potenciales para proporcionar acciones de contingencia. Para este proceso es fundamental la participación de un equipo integrado de ingenieros petroleros, ingenieros de construcción de pozos, ingenieros de proyectos, contratistas de perforación y proveedores de servicios y equipos.

SPE 159634 Aumento de la producción de petróleo en Troll mediante el control de flujo de entrada autónomo con válvulas RCP por Martin Halvorsen, Geir Elseth y Olav Magne Nævdal, Statoil ASA.

OTC 30403 Gestión de la producción de arena mientras se aumenta la producción de petróleo de un pozo con empaque de grava equipado con dispositivos autónomos de control de flujo de entrada RCP en un depósito delgado de petróleo pesado en alta mar de China por Shuquan Xiong, Fan Li, Congda Wei y Donghong Luo, CNOOC China Ltd.-Shenzhen ; y Mojtaba Moradi, Tendeka.

OTC 30363 Producción de petróleo mejorada con dispositivos autónomos de control de entrada en un yacimiento de borde delgado de petróleo Malasia por Fuziana Tusimin, Latief Riyanto y Norbaizurah Ahmad Tajuddin, Petronas Carigali Sdn. Bhd.; y Mojtaba Moradi, Raam Marimuthu y Michael Konopczynski, Tendeka.

SPE 193718 Optimización de la producción de pozos de petróleo pesado mediante el uso de dispositivos autónomos de control de flujo de entrada por Mojtaba Moradi, Michael Konopczynski, Ismarullizam Mohd Ismail e Iko Oguche, Tendeka BV.

SPE 173841 La mejora del perfil de producción al tiempo que se gestionan las incertidumbres del yacimiento con dispositivos de control de flujo Terminaciones por Mojtaba MoradiDowlatabad y Faraj Zarei (CMG Europa), Universidad Heriot-Watt; y Morteza Akbari, Baker Hughes Inc.

SPE 205407 Separación de fases anular con terminaciones AICD: el impacto en el rendimiento del flujo de pozos y el control de efluentes no deseados por Michael R. Konopczynski y Mojtaba Moradi, Tendeka.

Mojtaba Moradi, SPE, es ingeniero principal de yacimientos en Tendeka en Aberdeen. Tiene un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad Heriot-Watt. Es miembro de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros (EAGE).

Michael Konopczynski, SPE, es director de ingeniería de subsuelo en Tendeka en Houston. Tiene una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Toronto. Es miembro de la Asociación de Ingenieros Profesionales y Geocientíficos de Alberta (APEGA).

Thanushya Krishnan, SPE, es tecnólogo de producción en Shell Malasia. Tiene casi 10 años de experiencia en petróleo y gas, trabajando en campos en Malasia y Rusia. Tiene una licenciatura en ingeniería química de la Universidad de Tecnología Petronas, Malasia.

Harwinder Kaur Sandhu es ingeniero de terminaciones en Shell Malasia. Tiene una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Tenaga Nasional, Malasia.